油氣集輸概述工程技術研究院地面工程規劃研究所油氣集輸概述工程技術研究院一、諸論二、油田產品及其質量指標三、油氣集輸流程及設計四、油氣集輸系統性能評價指標五、集輸系統節能模式與配套技術六、油氣集輸技術回顧及發展趨勢一、諸論油(氣)田開發包括油藏工程、鉆井工程、采油工程及地面工程。

油藏工程：研究待開發油田的油藏類型、預測儲量和產能、確定油田的生產規模和開發方式；

鉆采工程：研究鉆井、完井工藝及油田開采工藝；

地面工程：包括油氣集輸與油氣礦場加工（以下簡稱油氣集輸）、油田采出水處理、供排水、注水（注氣、注汽、注聚）、供電、通訊、道路、消防等與油田生產密切相關的各個系統。在建設投資中，地面工程約占油田開發總投資的30％-40％，占氣田投資的60％-70％。

油氣集輸的研究對象是油田內部原油及其伴生天然氣的收集、加工處理和運輸。一、諸論1、油氣集輸的研究對象油(氣)田開發包括油藏工程、鉆井工程、采油工油田地面需要建設的設施包括：生產設施、輔助生產設施和附屬設施。油氣集輸系統是油田建設中的主要生產設施，所起的作用：生產出質量合格的油田產品使油田生產平穩，保持原油開采及銷售之間的平衡采用的油氣集輸工藝流程、確定的工程建設規模及總體布局，將對油田的可靠生產、建設水平和生產效益起著關鍵性的作用

一、諸論2、油氣集輸在油田建設中的地位油田地面需要建設的設施包括：生產設施、輔助生將分散的油井產物、分別測得各單井的原油、天然氣和采出水的產量值后，匯集、處理成出礦原油、天然氣、液化石油氣及天然汽油，經儲存、計量后輸送給用戶的的油田生產過程。一、諸論3、油氣集輸的工作任務以油井為起點，礦場原油庫或輸油、輸氣管線首站為終點的礦場業務。4、油氣集輸的工作范圍及內容油氣分離原油凈化原油穩定天然氣凈化輕烴回收水處理工作內容將分散的油井產物、分別測得各單井的原油、天然氣和采出水的產量一、諸論4、油氣集輸的工作范圍及內容工作框圖一、諸論4、油氣集輸的工作范圍及內容工作框圖二、油田產品及質量指標商品原油商品天然氣液化石油氣穩定輕烴凈化污水1、油田產品質量含水率：合格原油含水率不大于1％，優質原油含水率不大于0.5％。對于凝析油和稠油有不同的質量含水率要求飽和蒸汽壓：儲存溫度(或60℃)下原油飽和蒸汽壓不大于當地氣壓含鹽量：不大于50g/m32、商品原油質量指標3、商品天然氣質量指標露點：最高輸送壓力下天然氣露點應低于輸氣管埋深處最低環境溫度5℃硫化氫含量：不大于20mg/m3；C5＋含量：不大于50g/m3；有機硫含量：(CS2和COS)含量不大于250mg/m3。二、油田產品及質量指標商品原油1、油田產品質量含水率：合格原二、油田產品及質量指標4、商品原油質量指標組分分類第一關鍵組分

20℃密度(g/cm3)第二關鍵組分

20℃密度(g/cm3)石蠟基<0.8207<0.8721混合基0.8560--0.82070.9302---0.8721環烷基>0.8560>0.9302原油關鍵組分分類第一關鍵組份：常壓沸點250～275℃

第二關鍵組份：常壓沸點395～425℃出礦原油技術要求項目原油類別石蠟基

石蠟--混合基混合基

混合--石蠟基

混合--環烷基環烷基

環烷--混合基水含量(質)/%不大于0.51.02.0鹽含量/(mg/L)實測飽和蒸氣壓/kPa在儲存溫度下低于油田當地大氣壓二、油田產品及質量指標4、商品原油質量指標組分分類第一關鍵組二、油田產品及質量指標5、液化石油氣質量指標組成要求：C1＋C2含量：不大于3％(分子百分數)C5＋含量：不大于2％(分子百分數)飽和蒸汽壓：38℃時的飽和蒸汽壓不大于15個大氣壓（絕對）－10℃時的飽和蒸汽壓大于3個大氣壓（絕對）

體積含水量：不大于0.5％液化石油氣的主要成分是C3和C4，在質量制定中限制的是C1＋C2及C5＋的含量要求，更為合理。凈化污水有兩個標準：即回注標準和排放標準，對其所含雜質的要求不同。

排放污水的水質要求：排放污水含油低于5mg/L

海上排放污水水質要求：渤海海域排放污水含油量小于30mg/L；南海海域為小于50mg/L回注污水的水質要求：達到本油田規定的注水水質標準，包括懸浮物濃度、含油濃度及細菌含量。特別關注回注污水與地層配伍性6、凈化污水標準二、油田產品及質量指標5、液化石油氣質量指標組成要求：三、油氣集輸流程及設計1、油田生產對集輸系統的要求采輸協調：應根據油田開發方案設計和采油工藝確定集輸系統的規模、工藝流程和總體布局，使油田開發、開采和集輸系統互相協調、生產平穩集輸系統應考慮油田生產的特點：連續的、不均衡的，主要原因在于：a.油井數量增加，含水量上升，產液量增加；b.自噴井間歇自噴或改抽，高產井變為低產井，油井生產一段時期后要停產修井，個別抽油井改為注水井；c.生產層系調整，油品組成和物性發生變化。（1）滿足油田開發和開采的要求（主要體現在兩個方面）（2）集輸系統能夠反映油田開發和開采的動態油氣在地層內運動的情況可以通過集輸系統管網和設備測量所得的參數來反映。油田開發和開采的變化，反映到地面集輸系統中就是：油、氣、水產量、出砂量、氣油比、溫度、壓力等參數的變化。三、油氣集輸流程及設計1、油田生產對集輸系統的要求采輸協調：1、油田生產對集輸系統的要求（3）節約能源、防止污染、保護環境節約能源主要體現在以下幾個方面：a.充分利用自噴井、抽油井的能量，減少轉油環節，在有條件的油田提高第一級的分離壓力，減少動力消耗；b.流程密閉，降低損耗；c.充分收集和利用油氣資源，生產穩定原油、干氣、液化石油氣、天然汽油等產品，減少油田生產的自耗氣量；d.采用先進高效的處理設備，如高效分水設備、高效泵等。在油田生產過程中必然要產生三廢：◆廢液（含油污水、污油）◆廢渣（含油泥砂、污垢）◆廢氣（加熱設備排放氣、特殊情況下的放空天然氣）集輸系統應該具有消除三廢污染、保護環境的工程措施三、油氣集輸流程及設計1、油田生產對集輸系統的要求（3）節約能源、防止污染、保護環集輸系統是一個統一的整體，任何一個局部環節發生故障都會或多或少對全局生產產生影響。其特點：面大、線長，自然環境惡劣，事故搶修和搶救比較困難。這就要求集輸系統:一方面，設備應盡可能簡單、安全可靠、不需要經常性的維修;另一方面，一旦發生異常情況，要有一定的調整能力。1、油田生產對集輸系統的要求（4）集輸系統應安全可靠，并有一定的靈活性配套輔助系統：如供排水、供電、供熱、道路、通訊等，一起構成油田地面總系統，互相聯系、互相制約，應該統籌規劃、協調一致，使油田地面系統總體最優。海上油氣田生產輔助設施有別于陸上油田，考慮到海上設施遠離陸地，海上運輸的困難，需要設置相應生產輔助系統。集輸系統還應遵循一般工程項目應遵循的共同原則，如：經濟效益；國家規定的各種規范，如：安全防火規范等。（5）與輔助系統協調一致三、油氣集輸流程及設計集輸系統是一個統一的整體，任何一個局部環節發生故障都會或多或油氣集輸流程：是油、氣在油田內部流向的總說明，即從生產油井井口起到外輸、外運的礦場站庫，油井產物經過若干個工藝環節，最后成為合格油、氣產品全過程的總說明。各工藝環節的功能、主要技術指標和操作參數以及各工藝環節間的相互關系和連接管路的特點等，都要在集輸流程中加以說明。2、油氣集輸流程油氣收集流程----油井（well）至聯合站(Gatheringstation)油氣處理流程----聯合站內流程油氣輸送流程----聯合站至原油庫流程設計的基本原則：適用、可靠、經濟、高效、注重環保三、油氣集輸流程及設計油氣集輸流程：是油、氣在油田內部流向的總說明，即從生產油井井3、油氣集輸流程命名按不同加熱方式：不加熱集油流程井場加熱集油流程熱水伴隨集油流程蒸汽伴隨集油流程摻稀油集油流程摻熱水集油流程摻活性水集油流程摻蒸汽集油流程按集輸系統布站級數：油井和原油庫之間集輸站場級數一級布站集油流程：只有集中處理站二級布站集油流程：計量站和集中處理站；三級布站集油流程：計量站、接轉站(增壓)和集中處理站按通往油井的管線數目：單管集油流程雙管集油流程三管集油流程按集油氣管網形態：米字型管網集油流程環型管網集油流程樹狀管網集油流程串聯管網集油流程集輸系統密閉程度：開式和密閉流程三、油氣集輸流程及設計3、油氣集輸流程命名按不同加熱方式：不加熱集油流程油田地面集輸系統有各種站和管線組成。4、油氣集輸系統的組成管線：按所輸送的介質分為油、氣、水單相管路和油氣水混輸管路按用途分為出油管線、集油管線、輸油管線、集氣管線、輸氣管線站：名稱不統一，大致有：計量站、計量接轉站、轉油站、集中處理站、聯合站集氣站、增壓集氣站、壓氣站、輕烴處理站、天然氣處理站簡化井口簡化計量站盡量采用二級布站流程密閉完善聯合站、減少占地、方便管理。5、油氣集輸流程設計總趨勢三、油氣集輸流程及設計油田地面集輸系統有各種站和管線組成。4、油氣集輸系統的組成5、油氣集輸流程的建設規模開發設計提出的產油量年平均含水率上升速度無水開采期流程適應期初期含水率如果油田投產初期不含水，則集輸流程建設規模可用下式計算：如果油田投產初期含水，則集輸流程建設規模可用下式計算：三、油氣集輸流程及設計5、油氣集輸流程的建設規模開發設計提出的產油量年平均含水率上集輸系統的回壓是地面集輸系統對油氣井的背壓，也是集輸系統的起點壓力，是集輸系統強度設計的重要依據6、集輸系統的壓力油氣集輸設計規范SY/T0004－98規定：自噴井、氣舉井的回壓為工程適應期最低油管壓力的0.4～0.5倍，但不宜低于0.4MPa(表壓)。抽油井回壓不高于1.5MPa(表壓)，高于4.5Kg/cm2。7、計量方式計量站接轉站聯合站三、油氣集輸流程及設計集輸系統的回壓是地面集輸系統對油氣井的背壓，也是集輸系統的起8、流程密閉的措施采用耐壓臥式罐代替立式常壓罐，并架高充分利用自噴井和抽油井的能量，減少轉油環節。這就需要考慮布站方式采用油氣混輸泵采用大罐抽氣，避免常壓儲罐中的油氣蒸發損耗9、油氣集輸流程舉例三、油氣集輸流程及設計8、流程密閉的措施采用耐壓臥式罐代替立式常壓罐，并架高9、油9、油氣集輸流程舉例三、油氣集輸流程及設計9、油氣集輸流程舉例三、油氣集輸流程及設計高壓（>10MPa）、中壓（1.6—10MPa)、低壓（<1.6MPa）兩級降壓，第一級用于控制產量，第二級降壓使氣體壓力滿足采氣管線起點壓力的要求。采氣站：氣液分離、計量、調壓和脫除有害氣體。10、氣田集氣流程三、油氣集輸流程及設計高壓（>10MPa）、中壓（1.6—10MPa)、低壓（可靠性、適用性、先進性、經濟性1）采用的工藝技術、設備經過技術鑒定和生產實踐檢驗，能保證長期連續生產2）生產操作、維修、管理安全方便3）處理故障有措施4）處理的產品質量穩定5）設備的備用、旁通管的設置、儀表的調控合理可靠性適用性先進性經濟性1）產量、氣油比、含水率的變化2）壓力、溫度的變化3）原油物性、天然氣組成的變化4）有油田分階段開發、調整變化、擴建、改建的余地1）工程量小,施工速度快2）投資少3）運行費用低1）采用國內外先進成熟技術,并符合油田的實際情況2）附合國家的技術政策和國家及行業標準3）恰當的自動化控制程度；4）計量的準確性5）能量充分利用和節約，油氣損耗少6）原油穩定、天然氣處理、天然氣及烴液的利用率高7）不污染環境8）組裝化程度高11、油氣集輸設計評價標準三、油氣集輸流程及設計可靠性、適用性、先進性、經濟性1）采用的工藝技術、設備經過技考核指標項：集輸噸油耗油（氣）量（kg/t）、集輸噸油耗電量（kW·h/t）、集輸噸油藥劑耗量（kg/t）、噸油處理費（元/噸）、噸液處理費（元/噸）等。以上指標基本上反映了集輸系統生產的各個環節，但各個考核指標的關聯性比較大，單獨考慮往往達不到管理上整體優化的目的。采用噸油處理費（元/噸）和噸液處理費作為考核指標，而集輸噸油耗油量（kg/t）、集輸噸油耗電量（kW?h/t）、集輸噸油藥劑耗量（kg/t）僅僅作為考核過程中的統計值，這樣有利于發揮生產單位能動性，促使其篩選高效低溫破乳劑，并優化相關的生產參數，從而降低生產能耗和運行成本。四、油氣集輸系統性能評價指標1、原油處理單耗考核指標項：四、油氣集輸系統性能評價指標1、原油處理單耗燃油與藥劑消耗指標之間的關聯性噸油處理燃料消耗的主要是由兩方面的因素確定的，一是原油處理所需要的工藝負荷，二是加熱（鍋）爐的運行效率。對于特定的油品性質，原油處理所需要的工藝熱負荷是藥劑用量和藥劑性質決定的：首先藥劑的用量和性質直接影響加熱系統進口被加熱原油的流量和比熱，其次影響被處理原油的處理溫度；同樣，原油的處理溫度也會影響破乳劑的用量和破乳效率，因此原油生產過程中，需要在保證原油處理質量的前提下，根據特定油品性質、破乳劑的高效破乳溫度區間，來優化加藥量和脫水溫度。四、油氣集輸系統性能評價指標1、原油處理單耗燃油與藥劑消耗指標之間的關聯性四、油氣集輸系統性能評價指標1單耗指標的計算四、油氣集輸系統性能評價指標1、原油處理單耗單耗指標的計算四、油氣集輸系統性能評價指標1、原油處理單耗熱能利用率進、出聯合站具有的熱能差值與聯合站供給介質熱能的比值，以百分數表示電能利用率介質進出聯合站具有的壓力能差值之和與該站供給介質電能的比值，以百分數表示。能源效率四、油氣集輸系統性能評價指標2、主要系統效率指標熱能利用率四、油氣集輸系統性能評價指標2、主要系統效率指標站效：原油和進、出站的當量能量差值與該站供給當量能量比值的百分數輸油泵機組效率：從總電能消耗的角度來看，動力系統的損失包含泵出口的節流損失和泵效兩部分，采用泵效作為考核指標并不全面，它不能全面反映動力系統的損耗和動力控制系統及工藝的先進性，因此，推薦采用輸油泵機組效率作為考核指標，更為全面。輸油管道能耗

輸管線的能耗包括動能消耗和熱能消耗，這二者是相互關聯的。提高輸油溫度，可以降低原油粘度，從而降低沿程的阻力和動力消耗，但同時增大了沿程溫降和燃料消耗；相反適當的降低輸油溫度，可以降低沿程溫降和燃料消耗，但同時增大了沿程的阻力和動力消耗。外輸管道單耗定義為（外輸噸油耗電×當量系數（標煤）+外輸噸油管線能耗（（外輸管線首端溫度-外輸管線末端溫度）×比熱，標煤））/里程。四、油氣集輸系統性能評價指標2、主要系統效率指標站效：原油和進、出站的當量能量差值與該站供給當量能量比值的加熱（鍋）爐加熱（鍋）爐運行效率是影響燃料消耗量的一個重要指標，在工藝負荷一定的情況下，燃料消耗量與其成反比關系。由于加熱（鍋）爐效率的測試具有暫時性，而加熱（鍋）爐運行的實際效率與操作過程息息相關，不同的人或者相同的人不同的時間操作同一臺加熱（鍋）爐，其熱效率差別很大，因此加熱（鍋）爐的測試效率并不能真實地反映加熱（鍋）爐的運行水平。加熱（鍋）爐的高效運行關鍵在于管理，通過試驗和理論分析，在沿用加熱（鍋）爐運行效率作為考核指標的同時，增加排煙溫度和氧含量作為考核指標，這樣便于促進加熱爐的生產管理和高效運行。四、油氣集輸系統性能評價指標3、加熱（鍋）爐加熱（鍋）爐四、油氣集輸系統性能評價指標3、加熱（鍋）爐加熱（鍋）爐運行效率的測試方法主要有兩種，一種是正平衡的方法，一種是反平衡的方法。正平衡的方法鍋爐效率即有效利用熱能占燃料帶入鍋爐的百分數。加熱（鍋）爐的正平衡測試，需要測出燃料量B、燃料應用基發熱量、被加熱介質的流量（油氣水）、進出口溫差、比熱。反平衡測試通過測出加熱（鍋）爐的各項熱損失，然后按照公式計算出加熱（鍋）爐的熱效率。由于聯合站加熱（鍋）爐的進出口一般不設流量計，無法準確的計量實際流量，不具備采用正平衡測試的條件，一般采用非平衡測試。四、油氣集輸系統性能評價指標3、加熱（鍋）爐加熱（鍋）爐運行效率的測試方法主要有兩種，一種是正平衡的方法反平衡測試的關鍵參數是空氣過剩系數（排煙氧含量）和排煙溫度，其中空氣過剩系數是通過調節風門來控制的，能夠反映出該站的管理水平和司爐工的技術水平；排煙溫度主要受加熱（鍋）爐的結構和熱負荷影響，通過適當的管理也能夠在一定的范圍內控制。四、油氣集輸系統性能評價指標3、加熱（鍋）爐反平衡測試的關鍵參數是空氣過剩系數（排煙氧含量）和排煙溫度，五、集輸系統節能模式形成以“不加熱輸送、密閉處理、不加熱高效分水、低溫脫水”為核心的高效集輸節能模式。工藝節能藥劑節能裝備節能管理節能集輸系統節能模式五、集輸系統節能模式形成以“不加熱輸送、密閉處理、不加熱高效原油乳化降粘輸送油氣混輸工藝密閉集輸分輸工藝就地分水回注工藝高效預分水工藝工藝節能

低溫集輸脫水工藝污油單獨處理工藝油罐密閉處理工藝壓力密閉處理工藝1、工藝節能五、集輸系統節能模式原油乳化降粘輸送油氣混輸工藝密閉集輸分輸工藝就地分水回特點：1）藥劑成本低、加劑量少，費用少2）性能好、效能高，降低后續處理成本和能耗3）簡化處理工藝，減少燃料、電能消耗采用低溫破乳劑、預分水劑等藥劑節能模式，聯合站減少原油處理過程中熱能和電能消耗20％以上，節能效果十分顯著。高效破乳劑節能藥劑節能低溫破乳劑節能高效分水劑節能

2、藥劑節能五、集輸系統節能模式特點：采用低溫破乳劑、預分水劑等藥劑節能模式，聯合站減少原油高效三相分離器裝備節能高效水套加熱爐高含水原油電脫水器老化原油處理裝置3、裝備節能五、集輸系統節能模式高效三相分離器裝備節能高效水套加熱爐高含水原油電脫水器老化原確保設備和生產系統高效優化運行，降低生產能耗，實現過程節能。輸油泵的節能控制管理節能加熱爐的運行控制生產優化控制技術4、管理節能五、集輸系統節能模式確保設備和生產系統高效優化運行，降低生產能耗，實現過程節能。整裝大油田：集油系統盡量采用計量站集油流程、一級半或二級布站，簡化井場設施，增強集中處理站的功能。復雜斷塊和分散小油田：一般采用邊勘探、邊生產、滾動開發建設方式。由于斷塊油田的總產量較低，所以斷塊油田一般采用多功能油氣處理設備。稠油超稠油油田：熱力開采、加熱、摻水、摻稀輸送低滲透油田：一些分散的低滲透油田上不建任何固定的油氣集輸設施，而利用車載撈油裝置完成油井的采油、拉油，比較整裝的低滲透油田(安塞、靖安)沙漠油田：集輸半徑大，采用混輸流程，集中處理灘海油田（offshore）：海油陸采、人工島、半海半陸海上油田：全海式開采氣田：氣藏壓力一般較高、水合物、酸氣，低溫集氣、高壓集氣等。六、油氣集輸技術回顧及發展趨勢近50年來，我國油氣田開發中的地面技術有了長足的進步，取得了很大的發展，有些獲得了重大的突破，形成了具有代表性的開發模式。整裝大油田：集油系統盡量采用計量站集油流程、一級半或二級布站工藝計算的準確性提高先進工藝計算軟件的應用：PIPEPHASE、HYSYS、PIPEFLOW、OLGA等以及國產化的軟件。優化方法在管徑選擇、集輸方案優化、加密井等方面大大規模應用六、油氣集輸技術回顧及發展趨勢1、每一時期的重大發展都伴隨著新工藝新技術的突破和應用2、油氣處理中分離設備的高效化改進和多樣化高效兩相、三相分離器多功能高效合一分離設備旋流分離式緊湊式分離設備：油水預分、污水處理、固液分離、氣液分離、天然氣脫水等仰角式分離器旋轉分離透平分離器基于電場、磁場、超聲波方式的油水處理技術工藝計算的準確性提高六、油氣集輸技術回顧及發展趨勢1、每一時稠油集輸中的乳化劑以及降粘劑油水分離中的高效破乳劑污水處理的絮凝劑高效優質多功能處理劑的研制復配及篩選藥劑的效果越來越好，用量越來越少，費用逐漸降低六、油氣集輸技術回顧及發展趨勢3、集輸與處理中高效藥劑的開發與應用4、油田地面生產的環保與廢棄物處理技術污泥凈化技術污泥清洗和回收利用污泥的微生物處理污泥的焚燒污泥的分餾裂解回收油田污水處理技術：回注水的達標與回注排放天然氣的回收技術：壓縮天然氣技術吸附天然氣技術液化天然氣技術稠油集輸中的乳化劑以及降粘劑六、油氣集輸技術回顧及發展趨勢3混輸工藝計算多相增壓設備的應用多相混輸計量技術多相混輸管路清管技術段塞流特性以及立管段塞的抑制段塞流捕集器混輸管路的腐蝕與防腐技術六、油氣集輸技術回顧及發展趨勢5、多相混輸技術的發展與應用6、地面集輸系統節能降耗技術的發展五大系統效率的提高穩油控水技術集輸系統的評價與優化技術集輸系統的模擬仿真與用能分析技術高效加熱設備的應用高效節能電機、變頻技術的應用余熱回收與利用技術熱能綜合利用技術混輸工藝計算六、油氣集輸技術回顧及發展趨勢5、多相混輸技術的原油常溫集輸技術最大限度地簡化油氣集輸工藝流程技術較低溫度的原油脫水工藝技術簡化原油處理流程的技術天然氣常溫集輸工藝技術開發和推廣應用節省投資節能降耗具有綜合效益的聯合裝置六、油氣集輸技術回顧及發展趨勢7、低成本、節能開發8、油田地面生產的環保與廢棄物處理技術低成本開發是油氣集輸處理科技發展的方向和艱巨任務系統節能降耗技術充分利用邊緣零散井和不能進系統的天然氣節能增效降低成本開發和推廣應用真空加熱爐、相變加熱爐和其他適用于油氣田生產應用的高效加熱爐和高效燃燒器大力開發、推廣應用油氣田規劃優化軟件原油常溫集輸技術六、油氣集輸技術回顧及發展趨勢7、低成本、節通過優化改造方案，充分挖掘已有系統的潛力，解決系統及區域低效運行問題，提高效率、降低運行費用節能降耗技術研究：高含水低溫集油工藝、老井網加密、高效分離設備等技術的推廣應用。面對環保的日趨重要，要加強環保工作的研究力度：污水污泥處理技術的推廣與利用六、油氣集輸技術回顧及發展趨勢9、老油氣田地面工程改造10、全面推動天然氣地面工程技術的發展和應用發展高壓天然氣集輸脫水等處理加工工藝技術開發應用高酸性天然氣凈化技術，開發系列天然氣脫硫技術零散天然氣的回收儲存與運輸通過優化改造方案，充分挖掘已有系統的潛力，解決系統及區域六、低滲透油田量油技術、環狀集油流程、永磁電機直流電機等節電技術高含水油田的常溫集輸技術、高效游離水脫出技術稠油油田的集輸、脫水與輸送技術油田集輸模式的優選灘海油田沙漠油田要研究利用油氣混輸技術、不分離計量技術、短流程處理技術、高度自動化技術凝析油氣田要研究高壓集氣、循環注氣技術利用、三相不分離計量技術、高效簡化凝液回收技術六、油氣集輸技術回顧及發展趨勢11、特殊油田、特殊地域、特殊方式開發的油田依賴各專項技術的發展12、加強安全生產與先進管理有關的技術研究腐蝕與防腐技術安全評價與完整性管理泄漏監測與控制技術數字化油田先進管理與測試手段：交接計量、液位檢測、含水率測試等低滲透油田量油技術、環狀集油流程、永磁電機直流電機等節電技術發展歷程“薩爾圖”流程全密閉集輸工藝低耗節能油氣集輸技術“兩高兩新”的建設模式“引進、消化、創新”時期六、油氣集輸技術回顧及發展趨勢13、國內油氣田地面集輸工藝簡介發展歷程“薩爾圖”流程六、油氣集輸技術回顧及發展趨勢13、國目錄六、油氣集輸技術回顧及發展趨勢13、國內油氣田地面集輸工藝簡介

六十年代中期大慶油田開始地面工藝配套建設，在借鑒古巴、前蘇聯等國技術的基礎上，形成了井口摻水，三級布站：計量站單井計量、集中輸送，轉油站部分脫水脫氣，聯合站集中處理（主要是原油脫水凈化、污水簡單沉降、隔油）的“薩爾圖”流程，使大慶油田的集輸工藝達到了當時的國際水平。（a）“薩爾圖”流程發展歷程目錄六、油氣集輸技術回顧及發展趨勢13、國內油氣田六、油氣集輸技術回顧及發展趨勢13、國內油氣田地面集輸工藝簡介發展歷程(b)全密閉集輸工藝流程隨著勝利、大港、江漢、河南等油田的發現，七十年代中期，石油部在總結國內外技術的基礎上，提出了“三脫三回收，出四種合格產品”的方針，為國內油田地面建設規劃設計統一了方向。隨后各油田在原油穩定、天然氣綜合利用等方面開展了技術調研和可行性論證。當時的航天部609所，四川空分廠等國防科研單位，先后研制出膨脹制冷機、熱分離機等天然氣處理設備，河南油田率先在全國實現油井密閉集輸、原油密閉處理、原油穩定、密閉外輸、輕烴回收的全密閉集輸工藝，使全油田油氣綜合損耗率從1.89%下降到0.29%，獲全國科技進步三等獎。六、油氣集輸技術回顧及發展趨勢13、國內油氣田地面集輸工藝簡“七五”、“八五”期間，當時的中國石油天然氣總公司分別以河南雙河油田為中小型油田的代表，大慶薩南油田為大型油田的代表，進行立項開展了整裝油田的低耗節能油氣集輸配套技術研究，其主要攻關內容有：◆油井集輸技術研究；◆脫水工藝技術研究；◆供電系統研究；◆供熱系統技術研究；◆注水系統效率研究；◆伴生氣綜合利用技術研究。六、油氣集輸技術回顧及發展趨勢13、國內油氣田地面集輸工藝簡介發展歷程?低耗節能油氣集輸技術“七五”、“八五”期間，當時的中六、油氣集輸技術回顧及發展趨勢13、國內油氣田地面集輸工藝簡介發展歷程(d)兩新兩高”建設模式九十年代中期，隨著塔里木油田的開發建設，決策層提出了“兩高兩新”的建設要求，并作為今后油田建設的方向。西部新開發油田由此從美國、加拿大等國家引進了大量的處理設備和生產控制系統。引進的內容在工藝控制方面取得了較好的效果，使油田生產管理達到新的水平，但部分處理設備并沒有達到預期效果，而且運行費用也比較高。六、油氣集輸技術回顧及發展趨勢13、國內油氣田地面集輸工藝簡六、油氣集輸技術回顧及發展趨勢13、國內油氣田地面集輸工藝簡介發展歷程隨著西部油田的建設運行和我國經濟政策的調整，石油地面工藝技術加大了科研投入力度，立足于消化創新。如在旋流分離技術方面，組織河南油田開展基礎理論研究，通過勝利油田引進了英國設備，進行現場試驗、剖析驗證。各油田科研設計單位相繼開發出許多適應油田需要的地面工藝設備。(e)“引進/消化/創新”時期六、油氣集輸技術回顧及發展趨勢13、國內油氣田地面集輸工藝簡六、油氣集輸技術回顧及發展趨勢13、國內油氣田地面集輸工藝簡介東部油田集輸工藝（1）單井集輸技術除較多采用單井不加熱輸送方式或雙管摻輸方式外，許多油田老區加密井或含水上升較快的井，采用環狀摻水流程，適用于井站距較大而井間距較小的采油井。另外一種方式是各油井串糖葫蘆，在端點井摻水，這種方法適用于單井產量較小的井。

大慶油田、遼河油田、大港油田目前廣泛采用雙管摻活性水流程。該流程適應了油田不同含水采油期的變化，解決了大慶高寒地區高凝原油的集輸保溫和洗井清蠟的問題。河南油田對高含水油田進行了集輸流程的改造，采用原油不加熱集輸工藝，實現了單管集輸。西部寶浪油田，全部油井均實現單管保溫集輸，經受了嚴冬氣候的考驗，運行情況良好。六、油氣集輸技術回顧及發展趨勢13、國內油氣田地面集輸工藝簡六、油氣集輸技術回顧及發展趨勢13、國內油氣田地面集輸工藝簡介東部油田集輸工藝（2）油氣密閉集輸及處理工藝油氣損耗率的高低是衡量油田地面集輸工藝水平的重要指標之一，美國等一些國家的油氣損耗在0.5%以下，國內東部油田中大站多采用密閉集輸工藝，集輸密閉率高，小油田的油氣集輸大部分仍為開式流程，密閉率則相對較低。河南油田在全國率先實現了從井口到外輸首站的原油全密閉輸送，全油田的原油密閉率和原油穩定率達到95%以上，達到國內外先進水平，密閉工藝的主要特點是：1）油不見天、氣無火炬；2）把獨立的、分割的斷塊油田集輸工程納入全油田系統工程中；3）凈化原油直接密閉輸送到原油穩定裝置，消除儲罐蒸發損耗；4）回收輕烴資源，開展綜合利用，提高油田經濟效益。六、油氣集輸技術回顧及發展趨勢13、國內油氣田地面集輸工藝簡六、油氣集輸技術回顧及發展趨勢13、國內油氣田地面集輸工藝簡介東部油田集輸工藝由于環保要求高，油田污水理論上是零外排，全部回注或回灌。1）聯合站污水處理一般采用兩級沉降、兩級過濾流程。2）邊遠小區塊采用“撬裝式污水處理裝置”進行處理。對于污水深度處理，勝利、河南等油田與有關高校聯合，開展了微生物處理技術研究，小規模裝置正在試運。（4）原油脫水工藝1）中質原油液為中高含水的一般采用一段加熱脫水工藝，分離器內置加熱盤管對乳化液進行加熱脫水；來液含水較低者，采用遠程加藥，分離器內置加熱的方式進行脫水處理；摻水集輸的油田，采用一段不加熱脫水工藝。2）重質原油采用兩段脫水，一段熱化學脫水，一段電脫。（3）污水處理及應用六、油氣集輸技術回顧及發展趨勢13、國內油氣田地面集輸工藝簡六、油氣集輸技術回顧及發展趨勢13、國內油氣田地面集輸工藝簡介東部油田集輸工藝（5）天然氣綜合處理在天然氣脫水方面，主要采用三甘醇或分子篩工藝。在凝液回收方面，主要采用氨制冷、節流制冷或膨脹制冷等工藝目前主要在裝置的撬裝化方面發展，這方面長慶油田設計院較突出（6）三次采油地面工藝隨著油田含水的不斷上升和產量的下降，為了穩油控水并實現降低產出水的目的，大慶、大港、勝利、河南等油田相繼開展了三次采油工藝，主要采用聚合物驅和二元復合驅工藝（堿加聚合物驅油等），地面注入系統逐步實現了國產化，主要包括以下系統：1）聚合物母液配制系統。包括母液配制、分散、轉輸、過濾、貯存、外輸等過程設備。2）聚合物水溶液注入系統。有單泵對單井和單泵對多井的注入方式。目前國產低轉速、高壓能泵應用較好，同時在計量方面低剪切流量計也獲得成功的應用。六、油氣集輸技術回顧及發展趨勢13、國內油氣田地面集輸工藝簡六、油氣集輸技術回顧及發展趨勢13、國內油氣田地面集輸工藝簡介對于粘度大，流動性差的稠油，在開發方式上，主要采用注蒸汽開采工藝。根據地層地質和壓力等條件，地面選用不同的蒸汽鍋爐，同時考慮蒸汽質量控制及計量等配套設計。受井深、固井質量和地質條件等因素影響，在應用上存在局限（7）稠油注蒸汽開采工藝東部油田集輸工藝六、油氣集輸技術回顧及發展趨勢13、國內油氣田地面集輸工藝簡六、油氣集輸技術回顧及發展趨勢13、國內油氣田地面集輸工藝簡介站場主要設備（1）HNS型系列高效三相分離器由集團公司科研立項，河南油田設計院開發研制的高效油氣水分離處理設備，被總公司列為石油工業重點新技術產品推廣項目。該設備對中質原油實現來液一段不加熱脫水，達到優質凈化原油標準。凈化原油含水＜0.5%，污水含油＜1000mg/l，氣中帶液＜0.05g/m3。經實際運行比較，單臺設備處理能力是同類同規格設備的6～8倍。六、油氣集輸技術回顧及發展趨勢13、國內油氣田地面集輸工藝簡六、油氣集輸技術回顧及發展趨勢13、國內油氣田地面集輸工藝簡介站場主要設備（2）SXF型系列高效三相分離器該設備由勝利油田設計院開發，可以適應油田低含水期到高含水期的不同需要，具有效率高、適應范圍廣等優點，能夠降低油田的能耗、方便油田的管理、提高原油集輸處理系統的效率。斜板組波紋板組整流板組射頻導納儀溢油擋板進口氣出口水出口油出口布液管

三相分離器結構示意圖六、油氣集輸技術回顧及發展趨勢13、國內油氣田地面集輸工藝簡六、油氣集輸技術回顧及發展趨勢13、國內油氣田地面集輸工藝簡介站場主要設備（3）“五合一”脫水器由大慶油田設計院研制，集脫氣、火筒加熱、熱化學脫水、電脫水、緩沖于一體。對中、重質原油可以實現一段脫水凈化油含水≤0.3%的要求，其中“緩沖”是在脫水器內為凈化油設置了一個較大的緩沖室，便于外輸泵直接從脫水器抽油。該設備適用于距主力油區較遠，產量較小，距原油外輸干線較近的區塊原油處理的需要，實現脫水后凈化原油直接進入外輸系統的目的。從目前應用來看，DN4.0×20.0m的脫水器，處理液量僅2500m3/d以下,來液含水70～80%之間,氣量3000～5000Nm3/d。六、油氣集輸技術回顧及發展趨勢13、國內油氣田地面集輸工藝簡六、油氣集輸技術回顧及發展趨勢13、國內油氣田地面集輸工藝簡介站場主要設備（4）真空加熱爐由冀東石油機械公司最早開發，2003年被總公司確定為重點新產品推廣項目，已在全國十五個油田推廣應用。